S ECTION – 5 R EVISED C OST E STIMATES (RCE S )
28. Introduction of mechanism of Empowered Committee for implementation of projects Revised Guidelines
1) Propelente en México. En la Región Norte en México, se re-disparó con 3 metros con propelante de 2” en una arenisca compacta al intervalo 3150 - 3158 metros. En su disparo original, se usó una pistola estándar de 2 ½”, con cargas combinadas de alta penetración y de agujero grande, el pozo fluyó con 0.9 Mscf/D de gas y 180 BWPD de agua. Después del re-disparo con propelante, el pozo manifestó 1.15 MMscf/D de gas y 130 BWPD.
2) A finales de la primera década de este siglo, en la
más de 50 pozos con cepas microbianas, en seno de salmueras en yacimientos preferentemente carbonatados, con el objetivo único de reducir viscosidad in-situ a una serie de yacimientos impregnados con aceites pesados (específicamente con alto contenido de asfaltenos, parafinas y resinas asfálticas). Los resultados fueron sumamente alentadores y se tiene proyectado volver a inyectarlos con varias asignaciones contractuales futuras. 3) El primer fracturamiento con espuma binaria base
N2 en Rusia fue realizado en diciembre del 2007
en un pozo de aceite. Se usó un viscoelástico como agente espumante. Intervalo a tratar: 2534 – 2539 m. Presión de yacimiento de 200 bars y un rango de permeabilidad original de 4 a 7 mD. Acuífero localizado muy cerca del intervalo de interés.
Se usaron 17 toneladas de arena cerámica malla 16/20 de resistencia intermedia, el modelo computarizado calibrado mostró una longitud de 115 m con cerca de 2000 mD-pie de conductividad de fractura. En los primeros meses el yacimiento mostró un incremento de tres veces la producción original.
4) El fracturamiento neumático reporta actividad en las formaciones lutíticas Devonianas en Ohio
(USA), en formaciones someras se usó 60% del
nitrógeno sin apuntalante y el restante 40% si transportó arena. Los resultados obtenidos fueron prometedores. Esta tecnología tendrá algunas variantes en el futuro como estableciendo la calidad óptima de la espuma o etapa energizada y sensibilizar las etapas programadas con y sin arena en función del crecimiento de fractura 3D inducido. 5) Las tecnologías de naturaleza eléctrica y la plásmica
(PAED) están en la fase de afinación experimental, aún sujetas a optimización; a la brevedad pasarán a prototipos y a proyectos piloto.
6) La opción de fracking por el efecto hidrodinámico por cavitación se ha usado y probado en la formación
Novojarovskoje (Región Lviv en Ucrania, Rusia)
y la región Pskov de la misma federación rusa. Los trabajos se realizaron en pozos de agua con resultados en un rango de discretos a prometedores. 7) En cuanto a la tecnología de fracturamiento LPG, ha
sido aplicado y comercializado en yacimientos no-
convencionales en Norteamérica. Se reportan más de
2000 fracturamientos dentro del periodo del 2008 al
2013, principalmente en Canadá y Texas, E.U.A., con resultados congruentes con las inversiones realizadas, en términos de productividad post-fractura.
8) Desde hace aproximadamente una década, las alternativas mencionadas para fracturamiento hidráulico con o sin apuntalante o parcialmente con el mismo, se usan a nivel internacional en rangos de porcentajes que no superan el 25% respecto al nivel de un fracturamiento hidráulico convencional, sencillo o múltiple.
Conclusiones
a) Para alcanzar los objetivos del fracturamiento hidráulico (fracking) probablemente se tenga que utilizar una interacción o combinación de tecnologías reemplazo, no obstante, de ser un tema controversial actualmente, el FH sigue siendo una tecnología eficaz para restaurar o incrementar productividad de hidrocarburos.
b) Las tecnologías alternas básicamente se han centralizado en la reducción drástica del volumen de agua, uso de aditivos y sustancias no tóxicas, acordes a normativas ambientales y equipos de mezclado e inyección de última generación.
c) Los propelentes son una opción excelente para optimizar los túneles de disparo por un proceso de combustión, Pueden ser un relevo para las estimulaciones de limpia en carbonatos y en areniscas son agentes inductores de conductividad (mini-fracturas) y reductores de tortuosidad.
d) Uno de los objetivos de las cepas microbianas es precisamente mitigar el daño polimérico residual generado por geles fracturantes base agua, sumamente dañino a la conductividad o capacidad de flujo de la fractura. Se inyectan como estimulación matricial a condiciones post-fractura.
e) Respecto al daño generado por polímeros residuales de geles fracturantes base agua, está disponible un sistema estimulante mitigador, actúan sobre las gomas guar y xantana, HPG y CMHPG. Este producto solubiliza del orden de 70 al 90% a estos polímeros-residuos en condiciones de maduración, los cuales restringen sensiblemente la producción de hidrocarburos.
f) Las espumas binarias (N2 y CO2) se usan
frecuentemente como fluidos fracturantes. Ofrecen ventajas notables, como la disminución considerable en volumen de agua requerida; estabilidad a fondo de pozo y capacidad notable de acarreo de apuntalante. El nitrógeno siempre es recomendable en tratamientos ácidos.
g) Los fluidos neumáticos como el gas N2 o algún otro,
se han usado en yacimientos someros. Si bien su capacidad de acarrear arena es mediana, el gasto de inyección de gas es un parámetro operativo generador de la propagación geométrica 3D y en consecuencia directa, de la conductividad.
h) El fracturamiento eléctrico genera micro- fracturas por medio de la inducción de descargas electrohidráulicas generando ondas presurizadas basadas precisamente en descargas eléctricas entre dos electrodos. Requiere instalaciones de generación eléctrica en superficie y de equipo especial inductor de las mencionadas descargas electrohidráulicas, así como de generadores eléctricos alimentados por turbinas móviles.
i) Otra tecnología electromagnética, la plásmica (PAED) genera fracturas pequeñas con base en descargas eléctricas en combinación con ondas magnéticas. Está optimizándose con base en el financiamiento de laboratorios importantes de investigación de prestigiadas universidades europeas. Especialmente aplicable a yacimientos compactos no demasiado heterogéneos.
j) La opción de fracturamiento por el efecto hidrodinámico de cavitación, de origen europeo, consiste en ejercer a la formación un esfuerzo inicial de ruptura con una herramienta hidrodinámica introducida al pozo, la cual transforma estados líquidos a vapor y viceversa, generando burbujas o cavidades. En consecuencia directa, se produce una estela de gas con alta energía que impacta a la roca hasta vencerla geomecánicamente.
k) La tecnología que implica usar LPG como fluido estimulante data de varias décadas, es una opción excelente para numerosos yacimientos. Usa
Nomenclatura
bars Unidad de medida de presión BWPD Barriles de agua por día
CMHPG Polímero Carboxymetilhidroxipropil guar CO2 Dióxido de carbono
HPG Polímero Hidroxipropil Guar
k Permeabilidad original del yacimiento, mD kfwf Conductividad o capacidad de flujo de
fractura, mD-pie KHz Kilohertzios
LPG Liquefied Petroleum Gas
mD Millidarcys
MPa Mega Pascales
Mscf/D Miles de pies cúbicos por día MMscf/D Millones de pies cúbicos por día
N2 Nitrógeno
PAED Pulsed Arc Electrohydraulic Discharges S Esfuerzo de sobrecarga (unidades de presión) TF Tubería flexible
3D Tridimensional
°C Grados centígrados
Agradecimientos
El autor expresa su agradecimiento a la gerencia de la empresa HTGT Chemical de México por su aprobación y apoyo para la elaboración de este trabajo técnico.
Referencias
1. Hane, B y Cuthill, D.: “The application of an Optimized Propellant Stimulation in Heavy Oilwells,” Artículo Técnico SPE 37531, presentado en el Simposio Internacional SPE de Operaciones Termales & Aceite pesado celebrado en Bakersfield, California, U.S.A., febrero 10-12, 1997.
2. Chang, M.M., Chung, F.T-H., Bryant, R.S., Gao, H.W., and, Burchfield, T.E.: “Modeling and Laboratory
3. Blauer, R. E. and Kohlhaas, C. A.: “Formation Fracturing with Foam”, paper SPE 5003 presented at the 1974 SPE Annual Meeting, Houston, oct. 6-9. 4. EPA, U. (1993). Accutech Pneumatic Fracturing
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5. Martin, J., T. Reess, et al. (2012b). PATENT: Electrical Reservoir Fracturing. WO/2012/123458.
6. Chen,W., O. Maurel, et al. (2012). “Experimental study on an alternative oil stimulation technique for tight gas reservoirs based on dynamic shock
waves generated by Pulsed Arc Electrohydraulic Discharges” Journal of Petroleum Science and Engineering 88-89 (0): 67-74.
7. Lenoir, J.-C. and C. Bataille (2013). Les techniques alternatives à la fracturation hydraulique pour l’exploration et l’exploitation des hydrocarbures non conventionnels.
8. Lestz, R. S., L. Wilson, et al. (2007). “Liquid Petroleum Gas Fracturing Fluids for Unconventional Gas Reservoirs.” Journal of Canadian Petroleum Technology 46(12).
Semblanza del autor
Javier Ballinas Navarro
Ingeniero Petrolero egresado de la UNAM, inició su trayectoria en 1976 en el IMP; trabajó con Halliburton durante 21 años alcanzando la Gerencia de Ingeniería en México.
Colaboró en Corelab de México durante cinco años, y otras empresas del ramo de estimulaciones. De 2009 a 2015 trabajó en Weatherford en Tecnologías de Fracturamiento. Miembro de la SPE, tiene más de 40 trabajos técnicos abordando temas de terminaciones de pozos petroleros y geotérmicos en diversos congresos.
Ha impartido cursos en todos los centros operativos de Pemex, UNAM, IPN y en Sudamérica. Es experto certificado en fracturamientos hidráulicos y estimulaciones en pozos petroleros y geotérmicos.